Up
 
 

Informacja

Informacja: kształtowanie cen w sektorze energetycznym a inflacja. Rekomendacje dla polityki gospodarczej.

1.Zasady ustalania cen w energetyce: W sektorze energetycznym nowy sposób cenotwórstwa, tj., zatwierdzanie taryf przedsiębiorstw energetycznych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, został wprowadzony w życie od 1999 roku (energia elektryczna i ciepło), a w przypadku gazu od 2000 roku. Obowiązujące w energetyce do 1999 roku ceny urzędowe stanowione były głównie na podstawie przesłanek makroekonomicznych, w związku z czym przychody były oderwane od poziomu i struktury ponoszonych kosztów. Istotą nowej formuły regulacji cen jest uwzględnianie przede wszystkim przesłanek mikroekonomicznych, to znaczy techniczno-ekonomicznych warunków funkcjonowania poszczególnych przedsiębiorstw energetycznych i wynikających stąd kosztów uzasadnionych prowadzonej działalności. Wśród nich najistotniejsze znaczenie mają: koszty paliwa, amortyzacja, koszty finansowe, koszty eksploatacji i remontów w tym koszty usług obcych oraz koszty zatrudnienia. I tak np.: udział kosztów paliwa w łącznych kosztach wytwarzania energii elektrycznej stanowi około 50%, udział amortyzacji w łącznych kosztach wytwarzania wynosi około 18%, wynagrodzeń i świadczeń około 6%, przy przeciętnym wynagrodzeniu u wytwórców energii elektrycznej na poziomie 3400 złotych, zaś udział usług obcych w łącznych kosztach PSE S.A. kształtuje się na poziomie 18%. Zmiana zasad stanowienia cen w energetyce, a w szczególności w ciepłownictwie, spowodowała większe niż dotychczas przestrzenne i podmiotowe zróżnicowanie wysokości cen i stawek opłat. Znacznemu zróżnicowaniu uległy również terminy wprowadzania ich w życie, co znacząco oddziaływało na relatywnie niższe wielkości średnioroczne wzrostu cen.

2.Kształtowanie i kalkulacja taryf: Koncesjonowane przedsiębiorstwa energetyczne samodzielnie opracowują swoje taryfy na podstawie zasad określonych przez Ministra Gospodarki w porozumieniu z Ministrem Finansów i przedstawiają je do zatwierdzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki. Wszystkie rozporządzenia taryfowe określały dopuszczalny wzrost cen i stawek opłat (tzw. pułap cenowy) dla pierwszych taryf w wysokości znacznie przekraczającej stopę inflacji roku poprzedniego. I tak: w ciepłownictwie dopuszczono wzrost 15%, w elektroenergetyce - 13% a dla gazownictwa przyjęto 12,5%. Jednocześnie rozporządzenia taryfowe dają możliwość znacznie wyższych wzrostów cen niż wymienione. I tak w ciepłownictwie, w przypadku historycznych strat na działalności, można podnieść ceny do poziomu zapewniającego dodatni wynik finansowy (czyli wzrost niemal nie ograniczony). Z kolei w gazownictwie, na kolejne lata taryfowania, wprowadzono mechanizm wzrostu cen 12,5% ponad stopę inflacji.

Energia elektryczna

Pierwsze taryfy dla spółek dystrybucyjnych, Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A., a także większych elektrowni i elektrociepłowni zawodowych zostały zatwierdzone w marcu i kwietniu 1999 roku. Przeciętny wzrost cen w tych taryfach nie przekroczył 13%. Średnioroczny wzrost cen energii elektrycznej w 1999 roku wyniósł 10,7% (dane GUS).

Na skutek znaczącej podwyżki ceny węgla kamiennego wskaźnikowego dla energetyki zawodowej (o około 17%), która miała miejsce na początku 2000 roku, wytwórcy energii elektrycznej wystąpili z wnioskami o korekty taryf. Wzrost cen węgla kamiennego, z ok. 116 zł/t do 134 zł/t wynikał bezpośrednio z założeń rządowego programu restrukturyzacji górnictwa węgla kamiennego. Prezes URE zatwierdził korekty cen energii elektrycznej dla wytwórców w wysokości od 3 do 5%, a więc niżej niż to wynikało z przeniesienia kosztów paliwa.

Od początku 2000 roku przedsiębiorstwa energetyki zawodowej występują z wnioskami o zatwierdzenie drugiej taryfy. Proponowany w nich średni wzrost cen i stawek opłat jest zróżnicowany i w niektórych przypadkach przekracza nawet 35%. Jednakże z uwagi na wymaganą ustawą Prawo energetyczne konieczność równoważenia interesów przedsiębiorstw odbiorców średnie wzrosty cen dla poszczególnych grup odbiorców zostały zatwierdzone w wysokości od 8% do 14%, przy czym przekroczenie poziomu inflacji było dopuszczone w dokumencie rządowym "Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 roku", przyjętym przez Radę Ministrów w dniu 22.02.2000 r.

Możliwość dalszego ograniczania wzrostu cen była limitowana przez czynniki obiektywne, na które Prezes URE nie miał bezpośredniego wpływu. Zaliczyć do nich trzeba obok wzrostu cen paliwa wzrost kosztów finansowych i wzrost amortyzacji, wynikający głównie z nakładów na inwestycje modernizacyjne i proekologiczne, w tym objętych kontraktami długoterminowymi (KDT). W latach 1994-1998 Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. zawarły 35 umów długoterminowych, zobowiązując się do odbioru określonej ilości energii po z góry ustalonych cenach w okresie do 2023 roku. Kontrakty te stały się formą prawną zabezpieczeń kredytów zaciągniętych przez elektrownie i elektrociepłownie w bankach komercyjnych. Łączne nakłady inwestycyjne szacuje się na kwotę ok. 16,25 mld zł, z czego około 9,3 mld zł pochodzi z kredytów. Znacząca część tych kredytów (dla Elektrowni "Opole" i Elektrowni "Turów") jest objęta bezpośrednią gwarancją Skarbu Państwa w kwocie ok. 6,5 mld zł. Aktualnie - ok. 70% energii zużywanej w Polsce dostarczanej jest na podstawie KDT.

Lata 2000, 2001 i 2002 to okres występowania najwyższych kosztów obsługi i spłaty zadłużenia z tytułu KDT. I tak - na rok 2000 kwota ta wynosi około 2,27 mld zł, w 2001 r. - około 2,43 mld zł, a w 2002 r. - 2,31 mld zł. Po tym okresie kwota zobowiązań z tego tytułu będzie stopniowo malała.

Ciepło

Na rynku ciepłowniczym funkcjonuje obecnie około 1000 podmiotów koncesjonowanych (udział w rynku - około 95%) i ponad 2000 drobnych producentów ciepła.

W roku 1999 zatwierdzone zostały taryfy dla 406 przedsiębiorstw. Przeciętny wzrost cen w zatwierdzonych taryfach wyniósł około 10%. Jednak średnioroczny wzrost cen centralnego ogrzewania i ciepłej wody w 1999 roku wg danych GUS wyniósł tylko 5,5%, co spowodowane było rozłożeniem w czasie terminów wprowadzania w życie nowych taryf. Był to zatem realny spadek cen. W roku 2000 zatwierdzono pierwsze taryfy dla kolejnych 156 przedsiębiorstw i drugie taryfy dla 88 przedsiębiorstw, w których średni wzrost cen nieznacznie przekroczył 10%.

Aktualnie spośród przedsiębiorstw koncesjonowanych w ciepłownictwie:

  • 244 przedsiębiorstwa stosuje ceny zatwierdzone w 2000 roku,
  • 318 przedsiębiorstw stosuje ceny zatwierdzone w 1999 roku,
  • pozostałe operują cenami z roku 1998.

Około 2000 przedsiębiorstw niekoncesjonowanych, których działanie nie podlega nadzorowi Prezesa URE, stosuje ceny i stawki przez siebie ustalone zgodnie z zasadami rozporządzenia taryfowego Ministra Gospodarki.

Węgiel brunatny

W marcu br. zostały zatwierdzone bazowe ceny węgla brunatnego wskaźnikowego stosowane przez trzy kopalnie wobec elektrowni:

  • KWB "Bełchatów" S.A. - 42,66 zł/Mg (wzrost o 14,00%)
  • P.P. KWB "Adamów" - 55,77 zł/Mg (wzrost o 9,93%)
  • P.P. KWB "Konin" - 51,43 zł/Mg (wzrost o 11,03%).

Cena dla kopalni "Turów" została zatwierdzona na początku kwietnia br. na poziomie 72,07 zł/Mg (wzrost o 7,41%).

Stosunkowo wysoka podwyżka cen w KWB "Bełchatów" spowodowana była przede wszystkim planowanymi przedsięwzięciami rozwojowymi (budowa nowej odkrywki na potrzeby projektowanych, uruchamianych bloków energetycznych w Elektrowni Bełchatów II) oraz procesem dostosowania cen do poziomu cen w pozostałych kopalniach. Zatwierdzona cena dla KWB "Bełchatów" jest najniższa w kraju.

Paliwa gazowe

Nowa taryfa dla Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. obowiązuje od 18 marca br. z maksymalnym wzrostem ceny o 12,5%. Taryfa ta została zatwierdzona na okres jednego roku. Przewiduje się, że średnioroczny wzrost cen gazu w 2000 roku wyniesie około 10%. Trzeba jednak wziąć pod uwagę specyfikę polskiego sektora gazowego polegającą na tym, że do obrotu zakupuje on około 65% gazu z importu. Ceny tego surowca na rynku światowym w chwili obecnej rosną bardzo szybko, dużo szybciej niż było to prognozowane. Wpływ na to zjawisko ma nie notowany dotąd wzrost notowań cen ropy naftowej na rynkach światowych (cena gazu wynika z cen ropy naftowej i produktów ropopochodnych). W związku z tym korekty cen gazu z importu będą musiały być dostosowywane do notowań na rynkach światowych. Ceny ropy na rynkach światowych wzrosły z około 9,0 USD / baryłka na początku 1999 roku do 23-27 USD / baryłka pod koniec tegoż roku. Obecnie baryłka ropy naftowej kosztuje 34 USD. Wpływ na ceny zakupu gazu ma również poziom kursu walutowego, którego zmienność po uwolnieniu złotego znacznie wzrosła.

Dlatego też Minister Gospodarki wystąpił 15 lutego br. do Ministra Finansów z propozycją zmiany zapisów rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi w tym rozliczeń z indywidualnymi odbiorcami w lokalach, która umożliwiłaby kwartalne korekty cen gazu.

Oceny i rekomendacje

  1. Pozytywne skutki działań regulacyjnych, co potwierdzają doświadczenia międzynarodowe, mogą ujawnić się dopiero po kilku latach. W przypadku polskiej gospodarki nadzór nad cenami nośników energii sprawowany przez Prezesa URE przyniósł już pierwsze, znaczące efekty, bowiem żaden podsektor nie skonsumował w pełni pułapu wzrostu cen określonego w rozporządzeniach taryfowych. Badania GUS i PAN wskazują, że wzrost cen energii elektrycznej o 1% powoduje podwyższenie inflacji o 0,05-0,06%, czyli impuls inflacyjny powodowany wzrostem cen energii elektrycznej jest niewielki (vide "Harmonogram realizacji przedsięwzięć związanych z urynkowieniem cen energii elektrycznej" przedkładany przez Ministra Gospodarki Komitetowi Ekonomicznemu RM - KERM -21-175-98 z dnia 24.07.1998 r.). Reformowanie sektora energetycznego i wprowadzenie nowych zasad stanowienia cen nie są więc istotną przyczyną wzrostu inflacji. Odejście od cen urzędowych nie spowodowało gwałtownego wzrostu cen dla odbiorców końcowych, a umiarkowana dynamika ich wzrostu nie jest znaczącym czynnikiem inflacjogennym.
  2. Regulator sektora energetycznego, w osobie Prezesa URE, nie był dotychczas wyposażony w takie instrumenty władcze, które pozwalałyby podejmować wszechstronne działania zmierzające do uzyskania ekonomicznie uzasadnionego poziomu cen i kosztów. Dopiero ostatnia nowelizacja ustawy Prawo energetyczne z dnia 26 maja 2000 roku stwarza pewne możliwości w zakresie weryfikacji kosztów uzasadnionych.
  3. Wydaje się, że zarówno projekt budżetu w 1999 r., jak i na 2000 r. był przygotowywany przez Ministerstwo Finansów bez rzetelnego rozpoznania sytuacji ekonomiczno-finansowej przedsiębiorstw sektora energetycznego, narosłych nim zobowiązań istotnych dla stanowienia taryf a także wynikających stąd skutków makroekonomicznych.
  4. Troska o sytuację ekonomiczno finansową sektora energetycznego w powiązaniu z równoważeniem interesów przedsiębiorstw i odbiorców, oraz minimalizowanie impulsów inflacyjnych w skali makroekonomicznej stanowi poważny dylemat polityki kształtowania cen. Trzeba mieć na uwadze, iż w świetle obowiązującego prawa nie sposób narzucić przedsiębiorstwom ograniczeń wzrostu cen z naruszeniem zasad ustawowych. W takiej sytuacji przedsiębiorstwa skorzystają z pewnością z drogi odwoławczej do Sądu Antymonopolowego. Doświadczenie dowodzi, iż sąd ten preferuje zasadę pokrycia przez taryfę kosztów uzasadnionych a nie ochronę odbiorców przed nadmiernym wzrostem cen (zob. pismo Prezesa URE do Ministra Gospodarki nr SU/PLJ/233/99 z dnia 3.09.1999 r.). Istnieje też zagrożenie, iż przedsiębiorstwa energetyczne, ograniczane zbyt rygorystycznie w zakresie dopuszczalnego wzrostu cen, znacząco zmniejszą lub wręcz zaniechają remontów, działań modernizacyjnych i proekologicznych, co w konsekwencji zagrozi bezpieczeństwu energetycznemu kraju.
  5. Remedium na rosnące koszty wytwarzania energii, zwłaszcza elektrycznej, jest z pewnością szybkie wdrożenie zasad rynkowej konkurencji w sektorze wytwarzania energii. Trzeba je jednak starannie przygotować, co wymaga zarówno czasu, jak i współdziałania na najwyższych szczeblach administracji rządowej. Opracowany w Urzędzie Regulacji Energetyki tzw. System Opłat Kompensacyjnych dla wytwórców objętych KDT, jest warunkiem, jak się wydaje, koniecznym, ale nie wystarczającym. Niezbędne jest także opracowanie szczegółowych zasad funkcjonowania obrotu energią, stworzenia infrastruktury prawno-instytucjonalnej oraz infrastruktury rozliczeniowo-pomiarowej. Wypracowane rozwiązania muszą posiadać gwarancję Premiera i jego ministrów, a nie urzędników poszczególnych resortów. Muszą mieć one charakter systemowy, w wielu przypadkach - strategiczny i wieloletni, związany z istotnymi zmianami strukturalnymi, likwidacją przestarzałych mocy wytwórczych, itp.
  6. Swoistej antycypacji wymaga także potencjalny konflikt pomiędzy polityką regulacji a polityką właścicielską, a zwłaszcza prywatyzacją. Nakładając na inwestorów obowiązek podwyższania kapitału w spółkach energetycznych, określając tzw. pakiety inwestycyjne i środowiskowe, Minister Skarbu generuje zobowiązania inwestorów, które będą oni chcieli uznać za koszty uzasadnione i odzyskać w ustalonych przez przedsiębiorstwo taryfach. Nie podlega dyskusji, iż polityka Prezesa URE, działającego w imię interesu publicznego (wydaje się, że jest to szczególny priorytet jego działania, tak w bieżącym roku, jak i latach nadchodzących), będzie negatywnie oceniana przez Ministra Skarbu Państwa, jako np. obniżająca rynkową wartość akcji elektrowni czy też elektrociepłowni.
  7. Istotną okolicznością w rygoryzowaniu wzrostu kosztów sektora energetycznego a w konsekwencji - cen i stawek opłat na energię są także z pewnością zmiany ustawy Prawo energetyczne, dokonane w okresie niespełna 3 lat obowiązywania tej ustawy. Wszystkie one zmniejszyły znacząco niezależność Prezesa URE, co zapewne będzie zachęcać przedsiębiorstwa energetyczne do dalszego deprecjonowania pozycji regulatora i jego polityki. Tym samym, trudno będzie Prezesowi URE występować samodzielnie i skutecznie jako rzecznik interesu publicznego i ograniczać wzrost cen.
  8. W formułowaniu wszelkich działań antyinflacyjnych należy rozważyć następujące problemy, o znaczących społeczno-gospodarczych implikacjach:
    • problemem zobowiązań wynikających z kontraktów długoterminowych i uznania ich lub nie za koszty uzasadnione,
    • udział energetyki w rozwiązywaniu problemów górnictwa i przenoszeniu cen węgla na ceny energii elektrycznej,
    • tempo wprowadzania mechanizmów rynkowych do sektora elektroenergetyki i skutecznego przygotowania sektora do konkurowania na liberalizowanym europejskim rynku energii,
    • gospodarcze i społeczne następstwa wprowadzania wewnątrz sektorowej konkurencji.
  9. Rekomendacje dla polityki gospodarczej w energetyce, mające istotne znaczenie dla stanowienia cen na energię i stawek opłat za jej dostarczenie:
    1. zrewidować "Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 r." w kierunku ich urealnienia, zwłaszcza prognoz zapotrzebowania na poszczególne nośniki energii,
    2. zweryfikować sekwencję i harmonogram prywatyzacji sektora energetycznego, tak aby prywatyzacji podlegały w pierwszej kolejności źródła wytwarzania energii a nie dystrybucja,
    3. zweryfikować zakres i zasadność cen w KDT,
    4. stopniowo redukować nadmierne moce zainstalowane oraz nadmierne zatrudnienie w podmiotach sektora, żądając od każdej spółki przedstawienia odpowiedniego programu w tym zakresie,
    5. opracować i wdrożyć przejrzysty system obciążania kosztami reform w energetyce nie tylko, jak dotychczas wyłącznie odbiorców energii, ale także - przedsiębiorstw energetycznych, Skarbu Państwa oraz inwestorów,
    6. doprowadzić do połączenia elektrowni i kopalni węgla brunatnego, co znacznie usprawni zarządzanie tymi przedsiębiorstwami i obniży koszty,
    7. wprowadzić ograniczenia importu energii elektrycznej, konsekwentnie ograniczać import węgla kamiennego, zweryfikować dodatkowo taryfy przewozowe PKP w celu obniżenia kosztów transportu węgla krajowego,
    8. koncentrować się na problemach energetyki opartej na węglu a energetykę odnawialną rozwijać w miarę możliwości finansowych państwa,
    9. prowadzić sterowany przez rząd proces konsolidacji przedsiębiorstw energetycznych oraz ich łączenia z kopalniami, co pomoże w restrukturyzacji górnictwa węgla kamiennego,
    10. dążyć do utrzymania wydobycia węgla kamiennego na poziomie zapewniającym jego rentowność,
    11. znowelizować ustawę - Prawo energetyczne, przy wykorzystaniu dotychczasowych doświadczeń jej wdrażania i perspektywy wstąpienia do Unii Europejskiej, likwidując niektóre z wprowadzonych w ostatnich korektach poprawek.
A A+ A++
Drukuj PDF Powiadom
Data publikacji : 14.09.2000
Tagi: